[new][минэн]Рынок мощности в 2012 году и далее

Рынок мощности
Москва
2012
Условия для рынка мощности в РФ
●
Мощность – особый товар, продажа которого для производителя означает
готовность к производству электроэнергии и покупка которого для
потребителя гарантирует ему возможность приобретения необходимого
объема электроэнергии
●
С 1 января 2011 года в России действует целевая модель долгосрочного
рынка мощности, на основе которой на ОРЭМ продается около 80%
мощности (за исключением объемов мощности для населения,
поставляемых в рамках РД по тарифам)
●
Выручка от продажи мощности составляет в среднем около 50% в объеме
годовой выручки генерирующих компаний.
●
В настоящее время порядка 60% генерирующих мощностей требуют
срочной и глубокой модернизации
●
Общий объем инвестиционной программы по строительству новых
генерирующих мощностей на оптовом рынке (ценовые зоны) до 2020 года
составляет около 50 ГВт.
2
Задачи долгосрочного
рынка мощности
●
Обеспечение долгосрочной надежности – предупреждение
дефицита в энергосистеме
●
Минимизация совокупной стоимости электроэнергии и мощности
для потребителей
●
Формирование наиболее эффективной структуры генерации
●
Формирование региональных ценовых сигналов для развития
генерации, потребления и сетей
●
Повышение инвестиционной привлекательности отрасли через
обеспечение долгосрочных гарантий поставщикам
●
Стимулирование инвестиционного процесса в создание и
модернизацию основных фондов
3
Ценовые зоны рынка и
зоны свободного перетока мощности
Новая модель рынка мощности вводится на территориях, объединенных в ценовые зоны
оптового рынка (I – Европа, Урал и II – Сибирь) (за исключением регионов Приморского и
Хабаровского краев, Амурской, Магаданской, Сахалинской, Камчатской, Калининградской и
Архангельской областей, Еврейской автономной области, республик Якутия и Коми)
Ценовые зоны разбиваются на зоны свободного перетока (ЗСП), которые учитывают
планируемые ограничения поставок мощности между ними
I ценовая зона
территории
тарифного
регулирования
II ценовая зона
4
Основные этапы рынка мощности
Заключение
ДПМ и
договоров с
новыми АЭС
и ГЭС
КОМ
на 4 года
вперед
Строительство новой,
поддержание
действующей мощности
4 года
Период
поставки
и оплаты - 1 год
На первые годы: конкурентный отбор проводится менее, чем за 4 полных года
• на 2011 год – ноябрь 2010 года
• на 2012, 2013, 2014 и 2015 годы – до 1 июля 2011 года
В рамках конкурентного отбора ежегодно на четыре года вперед:
●
●
●
СО на основе утвержденной методики определяет прогноз и структуру потребления (с
учетом заявок потребителей), величину резерва и задает кривую спроса
Поставщики подают ценовые заявки, формируя ценовое предложение
По итогам конкурентного отбора определяются:
● генерирующие объекты, мощность которых необходима в году поставки
● цены продажи мощности по итогам конкурентного отбора
● цены покупки мощности по итогам конкурентного отбора по ЗСП
и формируются обязательства поставщиков по поставке мощности
5
Нормативные документы
для определения параметров КОМ
1. Порядок проведения конкурентного отбора мощности на 2011 год (КОМ 2011)
был определен Постановлением Правительства от 24.02.2010 №89 «О
некоторых вопросах организации долгосрочного отбора мощности на
конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии
(мощности)», которым были внесены изменения в Правила оптового рынка
(утв. Постановлением Правительства от 24.10.2003 №643)
2. Перечень зон свободного перетока (ЗСП) был определен в соответствии с
«Порядком определения зон свободного перетока электрической энергии
(мощности)», утвержденным приказом Минэнерго России от 06.04.2009г. №
99
3. Прогноз потребления электрической энергии, объем спроса на мощность и
величины плановых коэффициентов, резервирования мощности по ЗСП,
учитываемые при проведении КОМ на 2011 год, определены в соответствии с
«Положением о порядке определения величины спроса на мощность для
проведения долгосрочного отбора мощности на конкурентной основе на
оптовом рынке электрической энергии (мощности) и порядке определения
плановых коэффициентов резервирования мощности в зонах (группах зон)
свободного перетока электрической энергии(мощности)», утвержденным
Приказом Минэнерго России от 07.09.2010 №431
6
Нормативные документы
для определения параметров КОМ
4. Технические параметры генерирующего оборудования учитывались в
соответствии с «Порядком учета технических характеристик (параметров)
генерирующего оборудования в ходе приема заявок участников
конкурентного отбора мощности, а также для определения результатов
конкурентного отбора мощности», утвержденным Приказом Минэнерго
России от 07.09.2010 №430
5. Предельный уровень цен на мощность определен Постановлением
Правительства от 13.04.2010 №238 «Об определении ценовых параметров
торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности)»
6. Перечень ЗСП, в которых конкурентный отбор мощности на 2011 год
проводился с использованием предельного размера цены на мощность был
утвержден Приказом ФАС России от 07.09.2010 №501
7. Требование о проведении КОМ 2011 с применением предельного уровня
цены на мощность в ЗСП Сибирь установлено Постановлением
Правительства от 03.11.2010 №883
8.
Цены (тарифы) на мощность в отношении «дорогих» генераторов
утверждены Приказом ФСТ России от 07.12.2010 №400-э/6
7
Технические требования
к генерирующему оборудованию в КОМ
Действующими Правилами ОРЭМ предусмотрены механизмы,
стимулирующие
вывод
из
эксплуатации
устаревшего
и
неэффективного генерирующего оборудования, применяющиеся на
этапах:
1) Допуска к КОМ:
– к процедурам КОМ не допускаются поставщики, оборудование
которых не соответствует установленным требованиям.
На 2011 год установлены следующие требования:
– участие
генерирующего
оборудования
в
выработке
электроэнергии менее 24 часов за 2009 год вследствие вывода в
ремонт, консервацию или не востребованности по режиму работы
энергосистемы, в отношении генерирующего оборудования с
установленной мощностью 100 МВт и менее, относящегося к
типам Р, ПТ, ПР, Т.
2) Проведения отбора:
– Приоритет при отборе в КОМ имеет более эффективное с точки
зрения технических характеристик оборудование.
8
Процедура проведения КОМ
Исходные данные
Спрос на мощность с
учетом планового
коэффициента
резервирования
Результаты КОМ
Ценовые заявки
участников КОМ
Предельные объемы
поставки между
зонами
Совокупные
технические
параметры ген.
оборудования в зоне
Объемы, подлежащие
обязательной покупке
(ДПМ, новые
ГЭС/АЭС, ПТРМ)
Наличие предельного
(макс. и мин.) размера
цены на мощность в
зоне
КОМ
(формализован
ная процедура
отбора)
Предварительная
цена покупки
мощности в ЗСП
Цены продажи
мощности
генераторов
Перечень
неотобранных
генераторов
Выявление
дефицитных зон
Объем непокрытого
спроса
Тарифы «самых
дорогих» генераторов;
9
Конкурентный отбор мощности
Цена
Цена конкурентного отбора
Приоритетно учитываются объемы
обязательных инвестиционных
проектов (ДПМ, новые АЭС и ГЭС)
Отобранный объем
мощности
Мощность не прошла
отбор –
не будет оплачена,
(если не отнесена к
«вынужденным»
генераторам)
Объем
При проведении конкурентного отбора:
●
●
Учитываются ограничения на передачу мощности между ЗСП
Отбирается мощность генерирующих объектов, технические параметры которых
обеспечивают функционирование энергосистемы (регулировочный диапазон, скорость
набора и сброса нагрузки и др.), также установлены обязательные минимальные
технические требования
10
Этапы и сроки процедуры
подготовки и проведения КОМ
Допуск поставщиков к участию в КОМ
● Требования к поставщикам и порядок получения допуска – в регламенте
 Не позднее 90 дней до даты окончания приема ценовых заявок СО публикует :
● срок приема ценовых заявок, требования к их содержанию и порядок подачи
● перечень и описание ЗСП и максимальные перетоки мощности между ними
● перечень ЗСП, в которых КОМ проводится с применением предельного размера цены на
мощность
● объем спроса на мощность в ЗСП;
– прогноз потребления на год, на который проводится КОМ, для каждой ЗСП
– величины плановых коэффициентов резервирования в ЗСП
● объем мощности в ДПМ и договорах с новыми АЭС и ГЭС (учитываемый при проведении КОМ
как подлежащий обязательной покупке в ЗСП) и также технические параметры
● минимальный объем мощности, который требуется отобрать в ЗСП по результатам КОМ
● необходимые совокупные технические параметры генерирующего оборудования
● минимальные значения технических параметров генерирующего оборудования, необходимые
для участия в КОМ
 Не позднее, чем за 1 месяц до КОМ
● ФАС определяет ЗСП, где должен применяться предельный уровень
 Не позднее 1 июля года, предшествующего году поставки:
● Представление в ФСТ данных для расчета цен на мощность (в ряде случаев применяются
цены, установленные ФСТ)

Этапы и сроки процедуры
подготовки и проведения КОМ
 Не позднее 15 дней до окончания приема заявок (в случае выхода ПП об





антимонопольном контроле):
● Подача в ФАС ходатайств об определении особенностей участия в
КОМ
Период подачи заявок – не менее 10 дней
СР передает СО реестр участников КОМ с признаками, отвечающими
требованиям к заявкам (ценопринимание, ограничение на цену и т.п.)
В заявке
● объем мощности на каждый месяц года
● установленная мощность
● технические параметры
● потребление на собственные нужды
СО проводит отбор
● определение отобранных объектов
● определение цен
СО публикует результаты отбора в течение месяца после окончания
приема заявок
Антимонопольное регулирование
На этапе подготовки к конкурентному отбору
●
ФАС России проводит анализ конкуренции в зонах свободного перетока и
определяет
● для ЗСП с ограниченной конкуренцией устанавливается максимальная
цена (предельный уровень), утверждаемая Правительством РФ
● ЗСП, в которых есть конкуренция – отбор проводится без ограничения
цены Участники оптового рынка направляют в ФАС России сведения об
аффилированности (после выхода постановления о правилах
антимонопольного контроля)
● ФАС может определить особые условия участия в конкурентном отборе
некоторых поставщиков
При проведении отбора
●
Контроль экономической обоснованности цен в заявках
После проведения отбора
●
При выявлении ФАС случаев манипулирования ценами возможность отмены
результатов конкурентного отбора по решению Наблюдательного совета
НП
«Совет рынка» и проведения повторного отбора
Для повышения конкуренции: регулярно на основе анализа результатов отбора
принимаются меры для расширения (объединения) ЗСП
13
Конкурентный отбор мощности при
наличии ценового ограничения
При проведении конкурентного отбора:
●
Поставщики подают заявки с ценами, не выше максимальной цены на мощность, формируя кривую
предложения (заявки с ценами выше предельного уровня не рассматриваются)
●
Отбирается мощность, генерирующих объектов, технические параметры которых обеспечивают
●
функционирование энергосистемы
Устанавливается минимальная цена продажи мощности
Цена
Спрос
Максимальная (предельная) цена
Цена конкурентного отбора
Приоритетно учитываются объемы
обязательных инвестиционных
проектов (ДПМ, новые АЭС и ГЭС)
Минимальная
цена
Отобранный объем мощности
Мощность не прошла
отбор –
не будет оплачена,
если не отнесена к
«вынужденным»
генераторам
Объем
14
Особенности конкурентного отбора в
отсутствие ценового ограничения
Особенности проведения конкурентного отбора без ценового ограничения:
●
Поставщик, владеющий значительной долей генерации в ЗСП, может подать ценовую заявку только на
объем мощности, не превышающий 15% (10% во 2-ой ценовой зоне) мощности в ЗСП, а на остальной
объем – подается ценопринимающая заявка
●
15% наиболее дорогого предложения (10% во 2-ой ценовой зоне) не формирует маржинальную цену
конкурентного отбора
●
Отбирается мощность, генерирующих объектов, технические параметры которых обеспечивают
функционирование энергосистемы, НО цена отбора определяется без учета технических параметров
Определение цены без учета
технических параметров
Спрос
Цена
Отбор с учетом технических
параметров
Оплата по минимуму
из заявки и тарифа
Цена конкурентного отбора
Приоритетно учитываются
● ДПМ, новые АЭС и ГЭС
● Ценопринимающие заявки
15% самого
дорогого
предложения
Объем
Не отобраны
Объем
15
Алгоритм расчета в КОМ
1-ый этап: расчет без учета технических параметров, но с учетом перетоков между
ЗСП и определение предварительных цен КОМ по ЗСП
2-ой этап: расчет (отбор) с учетом технических параметров и перетоков между ЗСП
3-ий этап: проверка удовлетворения потребления и достаточности выработки
электроэнергии по месяцам
4-ый этап: определение цен продажи и покупки по ЗСП:
- для ЗСП с предельным уровнем – цены продажи равны ценам покупки и равны
минимуму из цены, определенной на этапе 1 (но не менее самого дорогого
отобранного в этой ЗСП объекта) и предельного уровня
- для ЗСП без предельного уровня:
● для покупателей - минимуму из цены, определенной на этапе 1 и цены в самой дорогой
заявки из 85% предложения
● для поставщиков:
o
o
o
если цена в заявке меньше цены для покупателей, то цена продажи КОМ равна цене для
покупателей
если цена в заявке больше цены для покупателей, но меньше цены в самой дорогой заявки из 85%
предложения, то цена продажи КОМ равна цене в заявке
если цена в заявке больше цены в самой дорогой заявки из 85% предложения, то цена продажи КОМ
равна минимуму из цены в заявке и цены, установленной ФСТ
Оплата мощности по итогам
конкурентных отборов – в год поставки
ОТОБРАНЫ
Электростанции,
оплачиваемые по цене
конкурентного отбора
Электростанции генкомпании,
просрочившей ввод ДПМ
Действующие
электростанции
по итогам
конкурентного
отбора
Вывод из эксплуатации временно
невозможен по технологическим
причинам (теплоснабжение,
гидросооружения, недостаточная
пропускная способность электрической
сети и т.п.)
Цена определяется
по итогам
конкурентного
отбора
По минимуму из
тарифа (с учетом
доп.эмиссий и
выручки от
продажи ЭЭ) и цены
КОМ
Электростанции,
поставляющие мощность
в вынужденном режиме
тариф на э/э + тариф
на мощность
Остальные
электростанции
Нет оплаты мощности
НЕ отобраны
17
Если на конкурентном отборе не
отобрано достаточно мощности
Предложение на конкурентном отборе не покрывает спрос
Цена
СПРОС
Цена конкурентного отбора
Отбор новой
мощности на
условиях ДПМ
Учет ДПМ
Отобранный
объем мощности
Объем
В отношении инвестиционные проекты, отобранных на дополнительном
отборе, заключаются договоры, аналогичные ДПМ, цена в которых
соответствует цене в заявке на отбор (но не выше, чем цена мощности в ДПМ
для объекта соответствующего типа)
18
Особенности участия
в рынке мощности АЭС и ГЭС
Действующие АЭС/ГЭС участвуют в конкурентных отборах на общих основаниях,
однако
● в 2011-2012 годах ФСТ устанавливает надбавку к цене мощности действующих АЭС
и ГЭС на финансирование инвестиционных программ и затрат на безопасность
● с 2013 года – надбавка к рыночной цене мощности устанавливается только при
нехватке средств с оптового рынка на безопасную эксплуатацию (выплачивается в
следующем периоде)
Новые АЭС/ГЭС
 продают мощность по договорам, аналогичным ДПМ
 наделены возможностью нештрафуемой отсрочки ввода в промышленную
эксплуатацию в пределах 1 года (при уведомлении об этом за год до исходной даты)
 цену для новых объектов устанавливает ФСТ, при этом должна быть учтена выручка
от продажи электроэнергии и объем средств, полученных в рамках ЦИС или
инвестиционной составляющей тарифа
 срок действия ДПМ для АЭС/ГЭС – 20 лет при расчетном сроке окупаемости – 25 лет
19
Договоры
о предоставлении мощности
 В рамках реформирования РАО ЕЭС России были сформированы
генерирующие компании (ОГК/ТГК), контрольные пакеты акций
которых в рамках выкупа дополнительных эмиссий были приобретены
новыми собственниками
 Цены продажи акций и объемы эмиссий были рассчитаны исходя из
необходимости обеспечить финансирование инвестиционных
программ, список которых был первоначально утвержден Советом
директоров РАО ЕЭС России
 ОГК/ТГК и, в их лице, их основные собственники имеют
безусловную обязанность по исполнению инвестиционных
программ
Модель рынка мощности содержит условия,
стимулирующие исполнение ДПМ
20
Договоры о предоставлении
мощности - юридическая конструкция
Агентский договор
о продаже мощности
Генерирующая
компания
Клиринговая
компания
СО+АТС+Совет рынка
•
•
•
ДПМ
Покупатели
мощности
Покупатели
мощности
Покупатели
мощности
Покупатели
мощности
ОГК/ТГК заключают агентский договор по типу поручения с Клиринговой
организацией (ЗАО «ЦФР») для организации продажи мощности покупателям –
субъектам оптового рынка
Клиринговая организация заключает Договоры о предоставлении мощности на
оптовый рынок (ДПМ) c покупателями – субъектами оптового рынка от имени и
по поручению ОГК/ТГК
Сторонами Агентского договора являются также Системный оператор,
Администратор торговой системы и НП «Совет рынка»
21
ДПМ
(новое строительство)
Цена на мощность по ДПМ рассчитывается исходя из компенсации
следующих составляющих:
● Капитальные затраты
– «Типовые» капитальные затраты
– или затраты, установленные ФСТ России - для объектов срок ввода в
эксплуатацию которых по ДПМ запланирован до 2011 года и ввод
произведен до 2012 года
● Эксплуатационные затраты
– 80 тыс.руб за МВт в месяц – для газовой генерации
– 123 тыс.руб за МВт в месяц – для угольной генерации
● Налог на имущество – рассчитывается исходя из ставок налога на
имущество, установленных в соответствующем субъекте РФ (без учета
специальных льгот)
● Затраты на технологическое присоединение к электрическим и газовым
сетям – рассчитываются исходя из фактически понесенных затрат
22
Типовые («эталонные»)
капитальные затраты
Капитальные затраты в зависимости от региона, типа топлива и
установленной мощности генерирующего объекта (тыс.руб./кВт):
Коэфф.
климат
1
1,075
1,15
1,225
1,3
Топливо
МВт
«Эталон»
Юг *
Юг Волги-Азов
Центр
Урал
Сибирь *
Газ
> 250 МВт 150 - 250 МВт
28,77
34,44
31,36
30,93
33,09
35,24
41,14
37,54
37,0
39,61
42,19
49,25
< 150 МВт
41,85
45,62
44,99
48,13
51,27
59,85
Уголь
> 225 МВт < 225 МВт
49,18
53,45
49,18
52,86
56,55
60,24
70,32
53,45
57,46
61,47
65,48
76,43
* цена рассчитана с учетом коэффициента сейсмичности равного 1,09 для Юга и 1,1 для Сибири
применение эталонных значений призвано стимулировать снижение
инвестиционных затрат и не предполагает, чтобы все объекты ДПМ
гарантировано вписывались в типовые капитальные затраты
23
Методология определения цены
ДПМ
Цены в ДПМ определяются по методу возврата вложенных средств (RAB)
– срок оплаты мощности по договору – 10 лет
– срок окупаемости – от 10 до 15 лет – зависит от точности прогноза цен на рынке после
окончания договора ДПМ (так как отличие между ценами рынка и ДПМ включается в
цену ДПМ с 7-го года поставки)
– применение базового уровня доходности инвестированного капитала (WACC) =14%
(для ОГК и ТГК, не проводивших доп.эмиссию = 15%)
– при отклонении уровня доходности долгосрочных ОФЗ от ставки 8,5% - производится
пересчет WACC
– компенсация только части совокупных затрат (за исключением затрат на
технологическое присоединение)– остальное за счет прибыли с РСВ
– 71% - для газовой генерации более 250 МВт в первой ценовой зоны
– 75% - для газовой генерации от 150 до 250 МВт в первой ценовой зоны
– 79% - для газовой генерации до 150 МВт в первой ценовой зоны
– 95% - для угольной генерации во второй ценовой зоне
– учет «остаточной» стоимости генерирующих активов
– 0,1 от капитальных затрат в первой ценовой зоне
– 0,05 от капитальных затрат во второй ценовой зоне
24
«Привязка» по ДПМ
● ДПМ заключаются в отношении всех ГТП потребления в ценовой зоне (в т.ч.
ГТП потребления на собственные нужды станций)
● При заключении ДПМ в каждом договоре фиксируется исходный объем
мощности исходя из пикового потребления за 1-ый квартал 2010г., но не менее
1 кВт
Ген.объект
ДПМ
ГТП
потребления
ГТП
потребления
ГТП
потребления
Начальный объем – распределение
установленной мощности ДПМ пропорционально
пиковому потреблению 1-го квартала 2010 года за
вычетом норматива потребления на собственные
нужды
● По итогам месяца – распределение фактически поставленного объема объекта
ДПМ пропорционально фактическому пиковому потреблению (сверх норматива
собственных нужд)
● Фактически поставленный объем объекта ДПМ определяет СО исходя из
аттестованного объема и выполнения требований по готовности (минус
потребление на собственные нужды в рамках норматива)
● Штрафы начисляются на объем неаттестованной мощности
Какая мощность поставляется
на оптовый рынок
КОМ – за 4 года до поставки (КОМ на 2011 – 2015 – проводятся за более короткий срок):
На КОМ для генерирующего объекта определяется отобранный объем мощности
Мощность, отобранная на КОМ
Аттестация мощности – определение предельного объема поставки на год, который может
быть поставлен данным объектом генерации
Аттестованная мощность
Неаттестованная
мощность – неоплата +
штраф
Оплачивается только аттестованная мощность в рамках отобранной на КОМ (не больше)
Фактически поставленный объем мощности – по итогам работы за месяц
По итогам выполнения поставщиками заданных ПП требований по готовности оборудования
к работе СО устанавливает, какая часть из предельного объема была поставлена на
оптовый рынок. Также вычитается потребление на собственные нужды.
Поставленная мощность
Непоставленная часть
аттестованной мощности –
не оплачивается
26
Готовность генерирующего
оборудования
Для создания стимулов к модернизации и для поддержания генерирующей мощности в
надлежащем состоянии в ДРМ предусмотрено увеличение коэффициентов,
приводящих к снижению оплаты мощности
Нарушения
Действующие
коэффициенты
Планируемые
коэффициенты
Превышение суммарного объема ремонтов
0,02
0,02 – 0,5
Снижение максимальной мощности при ВСВГО
0,3
0,3 – 2
Увеличение минимальной мощности при ВСВГО
0,15
0,15 – 2
1
1–4
1,75
1,75 – 5
3
3 – 10
Несоблюдение скорости сброса/набора нагрузки
0,15
0,15 – 4
Несоблюдение максимального значения мощности в ценовой
заявке
1,3
1,3 – 9
Уменьшение максимального часового значения мощности, с
учетом уведомления СО не позднее чем за 4 часа
1,15
1,15 – 4
Несоблюдение состава генерирующего оборудования
1,9
1,9 – 14
Несоблюдение параметров генерирующего оборудования
1,5
1,5 – 9
Неисполнение команд диспетчера
0,05
0,05 – 0,5
Снижение максимальной и увеличение минимальной мощности в
заявке на РСВ
Согласованное несоблюдение нормативного времени пуска
Несогласованное несоблюдение нормативного времени пуска
27
Оплата мощности покупателями
Объем покупки мощности на оптовом рынке:
● объем покупки пропорционален фактическому пиковому потреблению
● для крупных потребителей – возможность самостоятельного планирования
(с ответственностью за непревышение плана) и фиксации объема покупки
мощности заранее – с учетом планового коэффициента резервирования
● оплата новой мощности по ДПМ – равномерно потребителями ценовой зоны
● оплата отобранной на конкурентном отборе мощности по ценам в ЗСП
(ценовые сигналы локализованы)
● оплата новой мощности, отобранной при нехватке предложения на
конкурентом отборе, – равномерно потребителями зоны свободного перетока
(ценовые сигналы локализованы)
Механизмы покупки мощности
● по ДПМ и договорам с новыми АЭС и ГЭС
● покупка мощности генерации, поставляющей мощность в вынужденном
режиме
● по свободным договорам
● по цене конкурентного отбора мощности
28
Свободные договоры
Свободные двусторонние договоры
●
●
являются механизмом хеджирования цены поставки
значительно повышают инвестиционную привлекательность отрасли
● Свободные договоры купли-продажи мощности (СДМ) регистрируются до начала
периода поставки мощности
● СДМ могут быть биржевыми и внебиржевыми, также могут содержать любые
условия поставки и электроэнергии (СДЭМ)
● СДМ могут быть заключены в рамках одной ЗСП
Объем мощности, продаваемый/покупаемый по СДМ учитывается
● при определении для покупателя объема мощности, который он должен купить
по цене конкурентного отбора мощности, путем его уменьшения
● при определении для поставщика объема мощности, который он продает по
цене конкурентного отбора мощности, путем его уменьшения
Объем мощности, продаваемый по СДМ не может превышать
● объема мощности, фактически произведенной поставщиком (приходящегося на
данный СДМ)
● объема мощности, фактически потребленной покупателем, и не покрытый
иными механизмами (приходящегося на данный СДМ)
29
Покупка мощности
●
Различные механизмы покупки мощности
Объем покупки
по ценам КОМ
определяется по
остаточному
принципу
КОМ
СДМ
Пик·k
СДМ
Вынужденные
Вынужденные
ДПМ,
ДПМ,
АЭС/ГЭС
АЭС/ГЭС
1 МВт
Фактический СДМ
КОМ
●
Зарегистрированный СДМ
По итогам месяца
определяется объем
мощности, подлежащий
покупке на оптовом рынке
Долгосрочный рынок мощности макроэкономический эффект
Улучшение инвестиционного климата в электроэнергетике России
– появление долгосрочных ценовых параметров рынка и уровней оплаты по
объектам ДПМ
– переход на систему долгосрочных договоров купли – продажи мощности
(ДПМ и договоры по итогам КОМ)
– формирование региональных ценовых сигналов, а также уровней и
условий оплаты, стимулирующих модернизацию действующих мощностей
Повышение привлекательности рыночных механизмов ценообразования для
потребителей
– внедрение новых качественных и стоимостного критериев в систему
отбора генерирующих мощностей и, как результат, сокращение числа
неэффективных электростанций
– появления возможности долгосрочного прогнозирования цены на
мощность и управления своими затратами на электропотребление
– в перспективе – повышения эластичности рынка в результате
перераспределения нагрузки с оплаты мощности на оплату электроэнергии
31
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ
Основные нормативные документы по
долгосрочному рынку мощности
Документы министерств и
ведомств во исполнение
постановления по ДРМ
Постановление по ДРМ №89 от 24.02.10 (вступило в силу 20 апреля 2010 года)
●
●
●
●
Правительство:
 Перечень генерирующих объектов для ДПМ
Минэнерго:
 Порядок осуществления прогноза потребления, определения коэффициента резервирования и
спроса на мощность для конкурентных отборов мощности (КОМ)
 Порядок учета технических характеристик ген.объектов при проведении КОМ
 Порядок определения коэффициентов готовности
– конкурентный отбор более, чем за 5 лет до поставки (для новых АЭС и ГЭС)
ФСТ: Порядки определения
 надбавки к цене мощности действующих АЭС и ГЭС в 2011 – 2012 гг.
 цен на мощности новых АЭС и ГЭС
 цен на э/э и мощность генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном
режиме
 цен на мощность для всех объектов поставщиков, отказавшихся от заключения ДПМ
 цен на мощность для всех объектов поставщиков, просрочивших ввод на 1 год и более
 размера средств, необходимых для безопасной эксплуатации АЭС и ГЭС
– предложения по доведению тарифов на тепло до экономически обоснованного уровня
ФСТ и Минэнерго:
 порядок учета размера доп.эмиссии при определении цен на мощность для поставщиков, не
заключивших ДПМ или просрочивших ввод на 1 год и более (в Правительство)
Документы министерств во
исполнение постановления по
ценовым параметрам
Постановление по ценовым параметрам №238 от 13.04.10 (вступило в силу 27.04.10г.):
● ФАС:
 критерии введения предельного уровня на КОМ в ЗСП
 методика проверки экономической обоснованности заявок на КОМ
● МЭР:
 Методика определения величины средней доходности долгосрочных
государственных облигаций (для расчета цены на мощность по ДПМ)
● ФСТ :
– предложения по совершенствованию порядка расчета предельного уровня КОМ
 методика определения цены продажи мощности ген.объектов, в отношении которых
были указаны наиболее высокие цены в заявках, с учетом прогнозируемых доходов
от продажи э/э
Для 2011г и далее:
● МЭР (до 1 декабря 2010г) - предложения в Правительство
– по стимулированию энергосбережения и повышению энергоэффективности
● Минэнерго (до 1 января 2011г) - предложения в Правительство
– по совершенствованию механизма КОМ в последующие годы
– по учету ценовых заявок потребителей на КОМ
– по совершенствованию порядка вывода генерирующих объектов из эксплуатации
Изменения в договор о присоединении к
торговой системе оптового рынка
● Стандартные формы договоров:
● ДПМ и договоры с новыми АЭС и ГЭС, агентские договоры
● Договоры покупки-продажи мощности по результатам КОМ (договоры
коммерческого представительства)
● Договоры, заключаемые поставщиками, поставляющими мощность в
вынужденном режиме
● Изменения в регламенты
● Регламент конкурентного отбора мощности
● Регламент определения объемов покупки и продажи мощности
● Регламент финансовых расчетов (определение стоимости мощности по
различным договорам)
● Регламент свободных договоров
● Регламент «привязки» по ДПМ
● Регламент «готовности» - переход на определение объемов